С 40-х годов XX столетия началось подробное геологическое исследование Саратовского Заволжья. Толчком к этому поступило открытие газо-нефтеносных месторождений в Правобережье. В этом районе был выделен Бортовой лицензионный участок, право на геологическое изучение и использование месторождений которого принадлежит ООО «Диалл Альянс» [1, 2].
Бортовой лицензионный участок имеет в основном субширотное простирание, переходящее на западе в юго-западное. Ширина лицензионного участка изменяется от 12,5 до 25 км (в среднем 15 км), а общая протяженность его составляет 230 км. Он пересекает следующие административные районы (с запада на восток): Краснокутский (районный центр – г. Красный Кут), Советский (районный центр – пгт Степное), Федоровский (районный центр – пгт Мокроус), Ершовский (районный центр – г. Ершов), Дергачевский (районный центр – пгт Дергачи) и Озинский (районный центр – пгт Озинки).
Основная территория участка располагается в пределах Сыртовой равнины. Ее рельеф спокойный. Общий наклон отмечается с севера на юг, в сторону Прикаспийской низменности, и на запад – к реке Волге. Слагают ее морские отложения, представленные глинами и суглинками. Характерная особенность равнины – наличие обширных водораздельных массивов.
Наименьшие абсолютные отметки поверхности земли (менее 50 м) отмечаются на западе территории (в долине р. Еруслан). На востоке территории (Озинский район) расположены Южные отроги, где абсолютные отметки поверхности повышаются до 120–200 м [3].
Бортовой Лицензионный участок включает в себя следующие месторождения: Липовское, Западно-Липовское, Павловское, Карпенское, Краснокутское, Мокроусовское газовые месторождения [4].

К настоящему времени на данной территории проведен комплекс геологических, геофизических и геохимических работ, который включает геологическую съемку, гравиразведку, магниторазведку, сейсморазведку, геохимическую съемку, структурное, параметрическое, поисковое и разведочное бурение. По всем месторождениям запасы газа полностью или частично разведаны в нижнепермских карбонатных и карбонатно-сульфатных отложениях.
Месторождения Бортового участка территориально можно разделить на два объекта освоения. Группа западных месторождений включает: Карпенское Краснокутское, Мокроусовское. Ггруппа восточных месторождений включает: Павловское, Липовское и Западно-Липовское. Эти два объекта располагаются в крайней верхней части участка [5–10].
Западный объект с оценкой ресурсов по категории С2 представлен Непряхинской структурой. Этот объект был подготовлен к поисковому бурению по карбонатно-терригенному комплексу девона. Его ресурсы оценены как газовые в объеме 9,8 млрд м3.
На восточном объекте по Песчаной структуре, находящейся в поисковом бурении, учтены ресурсы газа по категории Д1, и Д2 в объеме 42 млрд м3.
Расчеты ресурсов Бортового участка по категориям Д1, и Д2 выполнены по двум основным элементам нефтегеологического районирования: прибортовой моноклинали и внутренней прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Граница между этими зонами принята по седиментационному уступу в нижнепермских отложениях.
Основные принципы классификации УВС представлены в таблице 7 [11].
Предварительные расчеты показывают, что основной период разработки месторождений первой группы продлится 23 года. За это время будут отобраны запасы газа около 80 %. Пластовое давление в залежах существенно снизится, и газ при дальнейшей разработке может быть использован только в низконапорных газораспределительных сетях. Общий объем эксплуатационного бурения составит 26,25 тыс. м и должен быть выполнен одним-двумя буровыми станками в течение трех лет с начала промышленного освоения района.
Накопленная добыча газа составит 9,8 млрд м 3, а время выхода на максимальную добычу планируется на шестой год с уровнем добычи 0,7 млрд м3. Продолжительность максимального уровня добычи – 5 лет (рис. 1).

Накопленная добыча газа составит 42,04 млрд м 3, а время выхода на максимальную добычу газа планируется на седьмой год с уровнем добычи 2,73 млрд м3. Продолжительность максимального уровня добычи – два года.
В качестве аналогов при прогнозировании разработки второй группы месторождений использовались фактические технико-экономические данные эксплуатации выработанных и находящихся на поздней стадии разработки нефтегазовых месторождений, расположенных в пределах Степновского сложного вала и имеющих сходную геолого-геофизическую характеристику: Восточно-Сусловское, Мечеткинское, Луговское, Фурмановское, Степное, Розовское.
Согласно технологической схеме для обеспечения запланированных объемов добычи газа с месторождений Бортового лицензионного участка (с учетом добычи углеводородов из поисковых скважин) предусматривается:
- проложить 90 км выкидных нефтегазопроводов высокого давления диаметром 89,8 мм;
- смонтировать четыре автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник»;
- смонтировать замерные устройства для газовых скважин типа «ИК ПОТОК» в количестве 15 шт.;
- проложить газопроводы высокого давления диаметром 114,7 мм – 52,5 км, диаметром 159,8 мм – 37,5 км, диаметром 219,8 мм – 20 км;
- смонтировать нефтеналивную эстакаду производительностью 200 т/сут;
- смонтировать сероочистные установки производительностью 2 000 тыс. м3/сут – 1 шт.;
- смонтировать установки по осушке газа и производству серы производительностью 2 000 тыс. м3/сут – 1 шт.;
- смонтировать сепарационную установку производительностью по нефти 200 т/сут;
- смонтировать термохимическую установку производительностью 200 т/сут;
- развернуть резервуары объемом 400 м3 – 2 шт. и объемом 1000 м3 – 1 шт.;
- смонтировать установку по переработке стабильного конденсата в моторное топливо производительностью 30 тыс. т. в год;
- смонтировать две технологические насосные станции производительностью 200 т/сут, напором 2 МПа;
- выполнить работы по сооружению системы водоподготовки и закачки пластовой воды в поглощающую скважину объемом 200 м3/сут, напором 10 МПа;
- для предотвращения принудительной подачи метанола с емкостным хозяйством для его хранения общим объемом 400 м3 (40–10).
Экономический прогноз по освоению Бортового участка начиная с 2024 года сроком на 23 года дал следующие результаты.
По запасам западного участка (категория С2):
- накопленная добыча газа – 9,763 млрд м3;
- максимальный уровень добычи по газу – 0,6919 млрд м3;
- капитальные вложения – 12291,16 млн руб.;
- прибыль – 5968,788 млн руб.;
- чистый доход – 3879, млн руб.
20 % капитальных вложений – 2458,232 млн руб. предоставляются инвестором, а остальные капитальные вложения генерируются самим проектом в ходе его выполнения.
По запасам восточного участка (категории Д1 и Д2):
- накопленная добыча газа – 42,04 млрд м3;
- максимальный уровень добычи по газу – 2,73 млрд м3;
- капитальные вложения – 13577,9 млн руб.;
- прибыль – 38 308,2 млн руб.;
- чистый доход – 24 900,82 млн руб.
20 % капитальных вложений – 2715,58 млн руб. предоставляются инвестором, а остальные капитальные вложения генерируются самим проектом в ходе его выполнения.
Из вышеприведенных данных и результатов анализа следует, что данный проект по подготовке к освоению и разработке Бортового участка Саратовской области является рентабельным. Проведенные исследования базировались на временных методических рекомендациях подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья [12].
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Создание новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе системного подхода к изучению и моделированию полного жизненного цикла нефтегазовых месторождений» шифрFMME– 2025-0009.
Литература
1. Родина российского газа [Электронный ресурс] URL https://web.archive.org/web/20171204171209/http://asbh.ru/rodina-rossijskogo-gaza/ (дата обращения 01.11.2024).
2. Особенности строения и развития Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [Электронный ресурс] https://repository.geologyscience.ru/bitstream/handle/123456789/40344/Puch_04.pdf?sequence=1&isAllowed=y&ysclid=m3gy4b65pc724825185 (дата обращения 01.11.2024).
3. Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: учебное пособие / С.В. Багманова, А.С. Степанов, А.В. Коломоец, М.П. Трифонова; Оренбург. гос. ун-т. – Оренбург: ОГУ, 2019 – 127 с.
4. Бортовой участок [Электронный ресурс] https://www.nedraexpert.ru/subsurface/1400001612/1?ysclid=m3gyd36too290031261 (дата обращения 01.11.2024).
5. Карпенское месторождение [Электронный ресурс] https://www.nedraexpert.ru/subsurface/1346143371/1?ysclid=m3ib5vivwf764567577 (дата обращения 01.11.2024).
6. Краснокутское месторождение [Электронный ресурс] https://www.nedraexpert.ru/subsurface/1200014736/1?ysclid=m3ibb1ch1n734032676 (дата обращения 01.11.2024).
7. Мокроусовское месторождение [Электронный ресурс] https://www.nedraexpert.ru/subsurface/1600157773/1?ysclid=m3ibdejhb2239712076 (дата обращения 01.11.2024).
8. Павловское месторождение [Электронный ресурс] https://www.nedraexpert.ru/subsurface/1144748725/1?ysclid=m3ibssfupr898795278 (дата обращения 01.11.2024).
9. Липовское месторождение [Электронный ресурс] https://efgi.ru/object/17182301?ysclid=m3ic1is5g941024771 (дата обращения 01.11.2024).
10. Западно-Липовское месторождение [Электронный ресурс] http://reports.geologyscience.ru/kadastr_view_one.php?id=37955&ysclid=m3ic8bc9n78167089 (дата обращения 01.11.2024).
11. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, 2020. –248 с.
12. Временные методические рекомендации подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья в части экономической оценки вариантов разработки 2023 г. [Электронный ресурс] URL:https://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/vremennye_metodicheskie_rekomendacii_podgotovki_tehnicheskih_proektov_razr.pdf?ysclid=ly032liu1e38909906692 (дата обращения 01.11.2024).